1 DÉTERMINATION DES PERTES DE FLUIDE DE FORAGE DANS UN PUITS DE FORAGE Domaine technique [0001] La présente divulgation concerne généralement le forage des Puits de forage. Plus spécifiquement, mais pas comme une limitation, cette divulgation concerne l'utilisation de dispositifs micro-électro-mécaniques (« MEM ») permettant de déterminer un emplacement d'une fracture dans un puits de forage à travers laquelle il y a une perte de liquide de forage. Arrière-plan [0002] Un système de puits (par ex., des puits de pétrole ou de gaz pour l'extraction des fluides à partir d'une formation souterraine) peut comprendre une plateforme de forage pour le forage dans un puits de forage, aussi bien que d'autres composants ou équipements. Au cours du forage, les fluides de l'opération de forage, tels que le fluide de forage ou la boue de forage, peuvent être perdus dans des fractures du puits de forage, ce qui peut entraîner des coûts et des délais dans la complétion du procédé de forage.BACKGROUND OF THE INVENTION [0001] The present disclosure generally relates to the drilling of wells. More specifically, but not as a limitation, this disclosure relates to the use of micro-electro-mechanical devices ("MEMs") for determining a location of a fracture in a wellbore through which there is a loss of drilling fluid. BACKGROUND [0002] A well system (e.g., oil or gas wells for extracting fluids from an underground formation) may include a drilling rig for drilling into a wellbore , as well as other components or equipment. During drilling, fluids from the drilling operation, such as drilling fluid or drilling mud, may be lost in wellbore fractures, which may result in costs and delays in completion of drilling. drilling process.
Brève description des figures [0003] La FIG. 1 est un schéma d'une plateforme sur un puits de forage avec des fractures selon un exemple de la présente divulgation. [0004] La FIG. 2 est un schéma d'un puits de forage avec des fractures, ainsi qu'une pompe et des dispositifs nnicro-électro-mécaniques (« MEM ») de différentes tailles et formes selon un exemple de la présente divulgation. [0005] La FIG. 3 est un schéma d'un puits de forage avec des fractures, aussi bien que des dispositifs MEM de différentes tailles et formes avec un anneau de puits de forage selon un exemple de la présente divulgation. [0006] La FIG. 4 est un schéma d'un puits de forage avec des fractures et des groupes de dispositifs MEM, ainsi qu'un outil de diagraphie pendant le forage (« LVVD »), un lecteur MEM et un dispositif informatique selon un exemple de la présente divulgation. 3033178 2 [0007] La FIG. 5 est un schéma d'un puits de forage avec des fractures et des groupes de dispositifs MEM, ainsi qu'un outil de masure pendant le forage (« MWD »), un lecteur MEM et un dispositif informatique selon un exemple de la présente divulgation. 5 [0008] La FIG. 6 est un schéma d'une vue supérieure de dispositifs MEM de différentes tailles et de formes selon un exemple de la présente divulgation. [0009] La FIG. 7 est un organigramme d'un exemple d'un dispositif informatique permettant de déterminer un emplacement d'une fracture dans un puits de forage selon un exemple de la présente divulgation. 10 [0010] La FIG. 8 est un organigramme d'un exemple d'un procédé informatique pour déterminer un emplacement d'une fracture dans un puits de forage selon un exemple de la présente divulgation. [0011] La FIG. 9 est un organigramme d'un exemple d'un procédé informatique pour déterminer les caractéristiques d'une fracture dans un puits 15 de forage selon un exemple de la présente divulgation. Description détaillée [0012] Certains aspects et caractéristiques de la présente divulgation concernent la détection de dispositifs micro-électro-mécaniques (« MEM ») 20 intégrés à une fracture dans un puits de forage qui perd du fluide. Au cours des opérations de plateforme de forage, le système de circulation du fluide de forage ou le système de boue fait circuler le fluide de forage ou la boue à travers le puits de forage. Lorsque le fluide circule à travers le puits de forage, une quantité du fluide peut être perdue dans des fractures se trouvant dans la 25 formation du puits de forage. Ces fractures peuvent être des fractures pré- existantes dans le puits de forage ou peuvent être des fractures induites au cours des opérations de forage. Une identification efficace des fractures dans un puits de forage peut entraîner un traitement efficace de la fracture à l'aide de techniques telles que des dragues de matériaux de circulation perdus 30 (« LCM »), l'utilisation des tubages de déformation ou des doublures de déformation, ou l'application de ciment pour boucher la fracture. La détermination de la taille et de la forme de la fracture peut également accélérer les efforts de traitement du puits. L'emplacement, la taille ou la forme d'une fracture peut être déterminée à l'aide d'un lecteur MEM et des dispositifs MEM 3033178 3 de différentes tailles et formes. L'emplacement des dispositifs MEM restant dans le puits de forage, après avoir été injecté dans le puits de forage lors d'une drague, peut être représentatif de l'emplacement d'une fracture dans le puits de forage. Mais également, les tailles et les formes des dispositifs MEM 5 dans le puits de forage peuvent être représentatives de la taille et de la forme de la fracture. [0013] Par ex., une quantité et des types de dispositifs MEM (par ex., dispositifs avec des étiquettes d'identification par radiofréquences (« RFID »)) de différentes tailles et formes et densités peuvent être placés dans une 10 drague pour un puits de forage qui perd des fluides. Après le retour de la drague vers la surface du puits de forage, un outil de fond de puits permettant de recueillir et de transmettre des informations concernant le puits de forage (par ex., un outil de mesure pendant le forage (« MWD »), un outil de diagraphie pendant le forage (« LVVD ») ou un câble métallique), aussi bien 15 qu'un lecteur MEM (par ex., un lecteur d'étiquettes RFID) peut être descendu dans le trou du puits de forage. Lorsque l'outil de fond de puits et le lecteur MEM sont descendus dans un puits de forage, le lecteur MEM peut détecter des dispositifs MEM individuels, ou un groupe de dispositifs MEM, qui reste dans le puits de forage après retour de la drague à la surface du puits de 20 forage. Le lecteur MEM peut transmettre ces données à un dispositif informatique. Le lecteur MEM peut également détecter une position des dispositifs MEM dans le puits de forage et transmettre ces données à un dispositif informatique. Dans d'autres exemples, la profondeur de l'outil de fond de puits et du lecteur MEM dans le puits de forage peut être suivie et 25 transmise aux dispositifs informatiques (par ex., en utilisant l'outil de fond de puits pour suivre la profondeur de forage). La profondeur de l'outil de fond de puits et du lecteur MEM dans le puits de forage peut indiquer l'emplacement dans le puits de forage au niveau duquel le lecteur MEM détecte des dispositifs MEM. Le dispositif informatique peut également transmettre les 30 données reçues du lecteur MEM pour la détermination d'un emplacement d'une fracture dans un puits de forage. [0014] Le dispositif informatique peut également générer une distribution du nombre de dispositifs MEM de chaque type détecté dans le puits de forage et transmettre ces données pour la détermination de la taille, de la forme et du 3033178 4 type de la fracture. Le dispositif informatique peut également générer et transmettre des données sur la quantité et les types de dispositifs MEM détectés dans un puits de forage afin de déterminer une quantité et des types de LCM qui doivent être utilisés dans une drague subséquente pour traiter la 5 fracture. Le dispositif informatique peut également transmettre des données provenant du lecteur MEM pour déterminer une distribution des fractures dans un puits de forage et pour déterminer les actions correctives dans la planification du puits. [0015] La détermination de l'emplacement, de la taille ou de la forme d'une 10 fracture dans un puits de forage qui perd du fluide peut améliorer les opérations de forage dans un puits de forage. Par ex., l'identification efficace d'une fracture dans un puits de forage et la détermination des caractéristiques de la fracture peut entraîner un traitement efficace de la fracture, accélérer les efforts de traitement et peut empêcher une perte importante de fluide de 15 forage. [0016] Ces exemples illustratifs sont donnés pour présenter aux lecteurs l'objet du sujet général présenté ici et ne sont pas destinés à limiter la portée des concepts divulgués. Les sections suivantes décrivent diverses caractéristiques et exemples additionnels en référence aux illustrations dans 20 lesquelles les chiffres semblables indiquent des éléments semblables, et les descriptions directionnelles sont utilisées pour décrire les exemples illustratifs mais, tout comme les exemples illustratifs, ne doivent pas être utilisés pour limiter la présente divulgation. [0017] La FIG. 1 est un schéma d'une plateforme de forage 100 sur un puits 25 de forage 102 avec des fractures selon un exemple de la présente divulgation. Dans cet exemple, la plateforme de forage 100 est illustrée pour un système de puits (par ex., un puits de pétrole ou de gaz pour l'extraction des fluides dans une formation souterraine 101). La plateforme de forage 100 peut être utilisée pour créer un trou ou un puits de forage 102 dans la surface 110. La 30 plateforme de forage comprend un outil de puits ou un outil de fond de puits 118 et un trépan de forage 120. L'outil de fond de puits 118 peut être un quelconque outil utilisé pour recueillir des informations concernant le ieuks de forage. Par ex., l'outil de fond de puits 118 peut être un outil qui est descendu dans le puits par un câble métallique, souvent appelé test de formation par 3033178 5 câble métallique (« WFT »). Par ailleurs, l'outil de fond de puits 118 peut être un outil permettant de faire des mesures pendant le forage ou faire une diagraphie pendant le forage. L'outil de fond de puits 118 peut comprendre un composant de capteur 122 permettant de capter des informations sur le puits 5 de forage 102 (par ex., les paramètres de forage). L'outil de fond de puits 118 peut également comprendre un transmetteur 124 pour transmettre des données (par ex., à partir du capteur 122) vers la surface du système de puits. L'outil de fond de puits 118 peut également comprendre un trépan de forage 120 permettant de creuser le puits de forage 102. 10 [0018] Le puits de forage 102 a été creusé à partir d'une surface 110 et à travers une formation souterraine 101. Lorsque le puits de forage 102 est creusé, du fluide de forage peut être pompé à travers le trépan de forage 120 et jusque dans le puits de forage 102 pour améliorer les opérations de forage. Lorsque le fluide de forage pénètre dans un puits de forage, le fluide de forage 15 retourne vers la surface 110 à travers un anneau du puits de forage 308, c.-à- d., l'espace entre le trépan de forage 120 et le puits de forage 102. Une fracture dans la formation du puits de forage telle qu'une fracture 104, 106 ou 108 peut entraîner une perte de fluide de forage conduisant à une perte de circulation du fluide de forage. La fracture 104, 106 ou 108 peut avoir une 20 origine naturelle ou peut être créé au cours des opérations de forage. Par ex., les fractures dans un puits de forage peuvent être induites par l'augmentation de la pression du fluide de forage jusqu'à ce que la formation environnante craque sous la pression et une fracture est induite. [0019] Dans d'autres exemples, la plateforme de forage 100 peut comprendre 25 d'autres équipements qui doivent être utilisés dans le puits de forage au cours des opérations de forage. Par ex., la FIG. 2 est un schéma d'un puits de forage 102 comportant des fractures, ainsi qu'une pompe 200 et des dispositifs MEM 200 de différentes tailles et formes pénétrant dans le puits de forage selon un exemple de la présente divulgation. 30 [0020] Dans cet exemple, la plateforme de forage 100 peut également comprendre une pompe. La pompe 200 peut pomper 200 une diversité the compositions de puits de forage, tel qu'un fluide de forage ou une boue de forage, vers le trépan de forage 120 à travers lequel le fluide de forage pénètre dans le puits de forage 102. Dans certains exemples, la pompe peut être 3033178 6 utilisée pour pomper une drague dans le puits de forage. La drague peut contenir des dispositifs MEM 202 de différentes formes et de différentes tailles. Dans d'autres exemples, la drague peut également contenir un LCM pour le traitement du puits. 5 [0021] La FIG. 3 est un schéma d'un puits de forage 102 comportant des fractures, aussi bien que des dispositifs MEM de différentes tailles et formes avec un anneau de puits de forage 308 selon un exemple de la présente divulgation. [0022] Dans cet exemple, les dispositifs MEM de différentes tailles et formes 10 peuvent être injectés dans le puits de forage 102 avec une drague pour le puits de forage. Les dispositifs MEM peuvent pénétrer dans le puits de forage 102 à travers un trépan de forage 120. Lorsque les dispositifs MEM s'écoulent avec la drague dans le puits de forage 102, des groupes 300, 302, 304, 306 de dispositifs MEM peuvent s'accumuler et s'écouler le long de l'anneau du puits 15 de forage 308. Lorsque les dispositifs MEM s'écoulent le long de l'anneau du puits de forage 308, un groupe de dispositifs MEM peut s'intégrer dans les fractures 104, 106, 108, en fonction des tailles et des formes des dispositifs MEM individuels dans le groupe. Dans certains exemples, un emplacement d'un groupe de dispositifs MEM dans un puits de forage peut correspondre à 20 un emplacement d'une fracture dans le puits de forage en fonction de la présence d'un groupe de dispositif MEM au niveau d'une position dans le puits de forage. Dans d'autres exemples, les formes et les tailles des dispositifs MEM au niveau d'une position dans le puits de forage peuvent être représentatives de la forme et de la taille d'une fracture dans le puits de 25 forage. [0023] La FIG. 4 est un schéma d'un puits de forage 102 avec des fractures et des groupes de dispositifs MEM avec un outil LWD 400, un lecteur MEM 402 et un dispositif informatique 404 selon un exemple de la présente divulgation. [0024] Dans cet exemple, l'outil LWD 400 peut être un quelconque type d'outil 30 de diagraphie de puits qui peut être utilisé pour enregistrer, interpréter et transmettre des données en temps réel concernant le puits de forage vers la surface 110 du puits de forage au cours des opérations de forage. Par ex., l'outil LWD 400 peut comprendre un capteur 122 qui peut être utilisé pour mesurer des propriétés physiques de la formation souterraine 101 à travers 3033178 7 laquelle le puits de forage 102 est formé. L'outil LWD 400 peut également être utilisé pour mesurer et stocker des données correspondant à la profondeur de forage du puits 102 de forage LWD ou la profondeur ou l'emplacement de l'outil LWD à l'intérieur du puits de forage 102. Dans d'autres exemples, les outils LWD peuvent être utilisés pour obtenir des informations sur la porosité, la résistivité, la forme d'onde acoustique, la direction du trou et le poids sur le trépan. Les informations mesurées par l'outil LWD 400 peuvent être stockés dans l'outil LWD 400 pour une récupération lorsque l'outil LWD 400 est enlevé du puits de forage au cours des arrêts pendant les opérations de forage. Dans 10 d'autres exemples, le capteur 122 de l'outil LWD 400 peut transmettre des données concernant le puits de forage à la surface 110 en utilisant la télémétrie de transmission d'impulsions par la boue (« MPT »). [0025] Le lecteur MEM 402 peut être un quelconque lecteur permettant de détecter des dispositifs MEM (par ex., un lecteur d'étiquette RFID). Le lecteur 15 MEM peut également détecter un groupe de dispositifs MEM dans le puits de forage 102 après injection d'une drague dans le puits de forage 102 et son retour vers la surface 110 du puits de forage. Le lecteur MEM 402 peut également détecter une quantité et des types de dispositifs MEM dans un groupe de dispositifs MEM. Dans d'autres exemples, le lecteur MEM 402 peut 20 également détecter une concentration d'une quantité et des types de dispositifs MEM dans le puits de forage 102. Le lecteur MEM 402 peut être positionné à l'intérieur du capteur 122 de l'outil LWD 400 pour la détection des dispositifs MEM dans un puits de forage 102. [0026] Dans certains exemples, une quantité et des types de dispositifs MEM 25 peuvent être placés dans une drague pour un puits de forage dans lequel il y a une perte de fluide. Dans d'autres exemples, la drague peut également contenir un LCM pour le traitement du puits. L'outil LWD 400 avec le lecteur MEM 402 peuvent être descendus dans le puits de forage 102 pour la détection de dispositifs MEM individuels ou un groupe de dispositifs MEM dans 30 le puits de forage. Dans certains exemples, le lecteur MEM 402 peut détecter un groupe 300, 302, 304 ou 306 de dispositifs MEM. Le lecteur MEM peut également détecter une quantité et des types de dispositifs MEM dans les groupes 300, 302, 304, 306. Le lecteur MEM 402 peut également détecter une position, dans le puits de forage 102, des dispositifs MEM individuels ou des 3033178 8 groupes 300, 302, 304 ou 306 de dispositifs MEM. Dans d'autres exemples, le lecteur MEM 402 peut détecter une concentration d'une quantité et des types de dispositifs MEM dans le puits de forage 102. L'outil LWD 400 peut suivre l'emplacement ou la profondeur de forage à l'intérieur du puits de forage 102 5 où le lecteur MEM 402 détecte des dispositifs MEM individuels ou un groupe de dispositifs MEM. L'outil LWD 400 peut également suivre la profondeur à l'intérieur du puits de forage 102 où le lecteur MEM 402 détecte une concentration d'une quantité et des types de dispositifs MEM dans le puits de forage 102. 10 [0027] Dans certains autres exemples, les dispositifs MEM placés dans la drague pour le puits de forage peuvent être de tailles, de formes et de densités différentes. Le lecteur MEM 402 peut détecter des dispositifs MEM individuels dans un groupe de dispositifs MEM et stocker des données qui pourraient être représentatives d'une distribution de la quantité et des types de dispositifs 15 MEM de différentes tailles et formes dans un groupe. La distribution peut correspondre à la quantité de chaque type de dispositif MEM d'une taille ou d'une forme différente dans un groupe de dispositifs MEM. Le lecteur MEM peut transmettre des données représentant cette distribution à un dispositif informatique. 20 [0028] Un dispositif informatique 404 peut transmettre des données vers et recevoir des données à partir du lecteur MEM 402 et l'outil LWD 400. Le lecteur MEM 402 peut transmettre des données vers le dispositif informatique 404 via une liaison de communication câblée 406. Les données peuvent représenter une position, une quantité et des types de dispositifs MEM dans 25 un puits de forage. Le lecteur MEM 402 peut également transmettre des données représentant un groupe de dispositifs MEM corrélé à une position de puits de forage. Dans d'autres exemples, le lecteur MEM 402 peut transmettre d'autres données au dispositif informatique, les données représentant la quantité de dispositifs MEM par type dans un groupe de dispositifs MEM. Le 30 lecteur MEM 402 peut transmettre d'autres données au dispositif informatique, les données représentant une taille et une forme d'une quantité et des types de dispositifs MEM à une position dans un puits de forage. L'outil LWD 400 peut transmettre des donnés au dispositif informatique 404 via la liaison de communication câblée 406. Les données peuvent représenter la profondeur à 3033178 9 l'intérieur du puits de forage où le lecteur MEM détecte un groupe de dispositifs MEM. Dans d'autres exemples, l'outil LWD peut transmettre d'autres données au dispositif informatique, les données représentant l'emplacement dans le puits de forage où le lecteur MEM détecte la quantité et 5 les types des dispositifs MEM dans le puits de forage. Dans d'autres exemples, l'outil LWD 400 peut transmettre ces données à la surface 110 en utilisant le MPT. [0029] D'autres exemples d'un système pour la détermination de l'emplacement d'une fracture dans un puits de forage peuvent utiliser un outil 10 MWD. Par ex., la FIG. 5 est un schéma d'un puits de forage 102 avec des fractures et des groupes de dispositifs MEM avec un outil MWD 500, un lecteur MEM 402 et un dispositif informatique 404 selon un exemple de la présente divulgation. [0030] Dans cet exemple, l'outil MWD 500 peut être un quelconque type 15 d'outil de mesure qui peut être utilisé pour mesurer les caractéristiques d'un puits de forage 102 pendant les opérations de forage. Par exemple, l'outil MWD 500 peut être un outil de mesure pour mesurer la direction d'un puits de forage 102 ou l'inclination d'un outil de forage 102 à partir de la verticale. L'outil MWD 500 peut également comprendre un capteur 502 qui peut être 20 utilisé pour mesurer la trajectoire du puits de forage 102 lorsqu'il est foré. Dans d'autres exemples, l'outil MWD 500 peut être utilisé pour mesurer l'émission naturelle de rayon gamma par la formation souterraine 101 à travers laquelle le puits de forage 102 est creusé. L'outil MWD 500 peut également être utilisé pour obtenir et transmettre des données sur l'évolution de l'opération de forage 25 sur un puits de forage 102 (par ex., vitesse de pénétration, le poids sur le trépan de forage, etc.). L'outil MWD 500 peut être utilisé pour suivre et stocker des données correspondant à la profondeur du puits de forage 102 ou la profondeur ou l'emplacement de l'outil MWD à l'intérieur du puits de forage 102. 30 [0031] Dans certains exemples, un lecteur MEM 402 peut être positionné à l'intérieur du capteur 502 de l'outil MWD 500 pour la détection des dispositifs MEM dans le puits de forage 102. L'outil MWD 500 avec le lecteur MEM 402 peuvent être descendus dans le puits de forage 102 pour la détection de dispositifs MEM individuels ou d'un groupe de dispositifs MEM dans une 3033178 10 position dans le puits de forage. Dans certains exemples, le lecteur MEM 402 peut détecter un groupe 300, 302, 304 ou 306 de dispositifs MEM. Le lecteur MEM peut également détecter une quantité et des types de dispositifs MEM dans les groupes 300, 302, 304, 306. Le lecteur MEM 402 peut transmettre 5 ces données à un dispositif informatique 404 via une liaison de communication câblée 506. L'outil MWD 500 peut suivre l'emplacement ou la profondeur à l'intérieur du puits de forage 102 où le lecteur MEM 402 détecte des dispositifs MEM individuels ou un groupe de dispositifs MEM. L'outil MWD 500 peut transmettre ces données à un dispositif informatique 404 via une liaison de 10 communication câblée 506. Dans d'autres exemples, l'outil MWD 500 peut transmettre des données à la surface 110 utilisant le MPT. [0032] La FIG. 6 est un schéma d'une vue supérieure en perspective des dispositifs MEM de diverses tailles et formes selon un exemple de la présente divulgation. Les dispositifs MEM peuvent être déposés dans une drague du 15 puits de forage. [0033] Dans certains exemples, les dispositifs MEM peuvent être d'une quelconque forme. La forme du dispositif MEM peut décrire la forme externe, l'apparence ou la structure du dispositif MEM. Par ex., le dispositif MEM 601 a une forme qui est généralement circulaire ou arrondie. Dans certains 20 exemples, la forme d'un dispositif MEM intégré dans une fracture dans un puits de forage peut être représentative de la forme de la fracture. [0034] Les dispositifs MEM utilisés dans certains exemples peuvent être d'une quelconque taille. La taille d'un dispositif MEM peut correspondre aux dimensions d'une forme du dispositif MEM. La taille d'un dispositif MEM peut 25 être mesurée par l'aire, le périmètre, la circonférence, le diamètre, la coupe en longueur, etc., de la forme du dispositif MEM. Par ex., les tailles des dispositifs MEM 605, 607, 609 peuvent être mesurées par l'aire ou le périmètre des formes généralement rectangulaires des dispositifs MEM. Dans un autre exemple, la taille du dispositif MEM 603 peut être mesurée par la longueur de 30 la forme généralement cylindrique du dispositif MEM. Dans certains exemples, la taille d'un dispositif MEM intégré dans une fracture dans un puits de forage peut être représentative de la taille ou profondeur de la fracture. [0035] Les dispositifs MEM peuvent également avoir une quelconque densité. La densité d'un dispositif MEM peut décrire la densité de la masse 3033178 11 volumétrique ou la masse par unité de volume du dispositif MEM. La densité d'un dispositif MEM peut dépendre d'un quelconque nombre de facteurs comprenant, sans limitation, la taille du dispositif MEM, la forme du dispositif MEM, les composants du dispositif MEM, le matériau utilisé pour fabriquer le 5 dispositif MEM, et d'autres facteurs. Par ex., un dispositif MEM peut comporter des composants mécaniques (par ex., levier, ressort, structure vibrante, etc.), électriques (par ex., circuits, résistance, condensateurs, inducteurs, etc.) et électromécaniques qui ont de tailles différentes et affectent la densité du dispositif MEM. Les dispositifs MEM peuvent également comporter des 10 capteurs, des actionneurs et des composants micro-électroniques. Les dispositifs MEM peuvent également être fabriqués en divers matériaux, comprenant, sans limitation, la silicone, des polymères (par ex., le poly(méthyle méthacrylate)), des métaux (par ex., le cuivre, l'aluminium, le titane, etc.) des céramiques, ou d'autres matériaux qui peuvent affecter la 15 densité du dispositif MEM. Par ex., un dispositif MEM fabriqué en silicone peut avoir une densité de silicone (par ex., environ 2,3 g/cm3). [0036] Les dispositifs MEM 601, 603, 605, 607, 609 peuvent également comprendre, ou avoir des composés intégrés dans, une micropuce ou une puce 602, 604, 606, 608, 610, respectivement, pour le stockage des données.Brief Description of the Figures [0003] FIG. 1 is a diagram of a platform on a wellbore with fractures according to an example of the present disclosure. [0004] FIG. 2 is a diagram of a wellbore with fractures, as well as a pump and microelectromechanical ("MEM") devices of different sizes and shapes according to an example of the present disclosure. [0005] FIG. 3 is a diagram of a wellbore with fractures, as well as MEM devices of different sizes and shapes with a wellbore ring according to an example of the present disclosure. [0006] FIG. 4 is a diagram of a wellbore with fractures and groups of MEM devices, as well as a logging tool during drilling ("LVVD"), a MEM reader and a computing device according to an example of the present disclosure. . [0007] FIG. Figure 5 is a diagram of a wellbore with fractures and groups of MEM devices, as well as a Drill Hole Tool ("MWD"), a MEM Reader, and a computing device according to an example of the present disclosure. . [0008] FIG. Figure 6 is a diagram of a top view of MEM devices of different sizes and shapes according to an example of the present disclosure. [0009] FIG. 7 is a flowchart of an example of a computing device for determining a location of a fracture in a wellbore according to an example of the present disclosure. [0010] FIG. 8 is a flowchart of an example of a computer process for determining a location of a fracture in a wellbore according to an example of the present disclosure. [0011] FIG. 9 is a flow diagram of an example of a computer process for determining the characteristics of a fracture in a wellbore according to an example of the present disclosure. DETAILED DESCRIPTION [0012] Certain aspects and features of the present disclosure relate to the detection of micro-electro-mechanical ("MEM") devices embedded in a fracture in a wellbore that loses fluid. During drilling platform operations, the drilling fluid circulation system or the slurry system circulates the drilling fluid or slurry through the wellbore. As the fluid flows through the wellbore, a quantity of the fluid may be lost in fractures in the formation of the wellbore. These fractures may be pre-existing fractures in the wellbore or may be fractures induced during drilling operations. Effective identification of fractures in a wellbore can result in effective treatment of the fracture using techniques such as lost circulation material ("LCM") drags, use of deformation casings or liners deformation, or the application of cement to plug the fracture. Determining the size and shape of the fracture can also accelerate well treatment efforts. The location, size or shape of a fracture can be determined using a MEM reader and MEM 3033178 3 devices of different sizes and shapes. The location of MEM devices remaining in the wellbore, after being injected into the wellbore during a drag, may be representative of the location of a fracture in the wellbore. But also, the sizes and shapes of the MEM devices in the wellbore may be representative of the size and shape of the fracture. For example, a quantity and types of MEM devices (e.g., devices with radio frequency identification ("RFID") tags) of different sizes and shapes and densities can be placed in a drag for a wellbore that loses fluids. After returning the dredge to the surface of the wellbore, a downhole tool to collect and transmit information about the wellbore (eg, a measurement tool during drilling ("MWD") , a logging during logging tool ("LVVD") or a wire rope), as well as a MEM reader (e.g., an RFID tag reader) can be lowered into the borehole. When the downhole tool and the MEM reader have descended into a wellbore, the MEM reader can detect individual MEM devices, or a group of MEM devices, which remain in the wellbore after returning the drag to the surface of the wellbore. The MEM reader can transmit this data to a computing device. The MEM reader can also detect a position of MEM devices in the wellbore and transmit this data to a computing device. In other examples, the depth of the downhole tool and the MEM reader in the wellbore can be tracked and transmitted to the computing devices (eg, using the downhole tool to track drilling depth). The depth of the downhole tool and the MEM reader in the wellbore may indicate the location in the wellbore at which the MEM reader detects MEM devices. The computing device may also transmit data received from the MEM reader for determining a location of a fracture in a wellbore. [0014] The computing device may also generate a distribution of the number of MEM devices of each type detected in the wellbore and transmit these data for determining the size, shape and type of the fracture. The computing device may also generate and transmit data on the amount and types of MEM devices detected in a wellbore to determine an amount and types of LCM that must be used in a subsequent drag to treat the fracture. The computing device may also transmit data from the MEM reader to determine a distribution of fractures in a wellbore and to determine corrective actions in well planning. [0015] Determining the location, size, or shape of a fracture in a wellbore that loses fluid can improve drilling operations in a wellbore. For example, the efficient identification of a fracture in a wellbore and the determination of fracture characteristics can result in effective treatment of the fracture, accelerate treatment efforts, and can prevent significant loss of drilling fluid. . These illustrative examples are given to introduce readers to the subject of the general subject presented here and are not intended to limit the scope of the disclosed concepts. The following sections describe various features and additional examples with reference to illustrations in which like numerals indicate like elements, and directional descriptions are used to describe illustrative examples but, like illustrative examples, should not be used to limit this disclosure. [0017] FIG. 1 is a diagram of a drilling platform 100 on a wellbore 102 with fractures according to an example of the present disclosure. In this example, the drilling platform 100 is illustrated for a well system (e.g., an oil or gas well for extracting fluids in an underground formation 101). The drilling platform 100 may be used to create a borehole or wellbore 102 in the surface 110. The drilling rig includes a well tool or a downhole tool 118 and a drill bit 120. Well-bottom tool 118 may be any tool used to gather information regarding drilling activity. For example, the downhole tool 118 may be a tool that is lowered into the well by a wire rope, often referred to as a wire rope test ("WFT"). In addition, the downhole tool 118 may be a tool for making measurements during drilling or logging during drilling. The downhole tool 118 may include a sensor component 122 for sensing information on the wellbore 102 (eg, drilling parameters). The downhole tool 118 may also include a transmitter 124 for transmitting data (e.g., from the sensor 122) to the surface of the well system. The downhole tool 118 may also include a drill bit 120 for digging the wellbore 102. The wellbore 102 has been excavated from a surface 110 and through an underground formation. 101. When the wellbore 102 is dug, drilling fluid can be pumped through the drill bit 120 and into the wellbore 102 to improve the drilling operations. When the drilling fluid enters a wellbore, the drilling fluid 15 returns to the surface 110 through a ring of the wellbore 308, i.e., the space between the drill bit 120 and the wellbore 102. A fracture in the formation of the wellbore such as a fracture 104, 106 or 108 may result in a loss of drilling fluid leading to a loss of circulation of the drilling fluid. The fracture 104, 106 or 108 may be of natural origin or may be created during drilling operations. For example, fractures in a wellbore can be induced by increasing the pressure of the drilling fluid until the surrounding formation cracks under pressure and a fracture is induced. In other examples, the drilling platform 100 may include other equipment that is to be used in the wellbore during drilling operations. For example, FIG. 2 is a diagram of a fracture wellbore 102, as well as a pump 200 and MEM 200 devices of different sizes and shapes penetrating the wellbore according to an example of the present disclosure. In this example, the drilling platform 100 may also include a pump. The pump 200 can pump a variety of wellbore compositions, such as drilling fluid or drilling mud, to the drill bit 120 through which the drilling fluid enters the wellbore 102. some examples, the pump may be used to pump a dredge into the wellbore. The dredge may contain MEM 202 devices of different shapes and sizes. In other examples, the dredge may also contain an LCM for the treatment of the well. [0021] FIG. 3 is a diagram of a wellbore 102 having fractures, as well as MEM devices of different sizes and shapes with a wellbore ring 308 according to an example of the present disclosure. In this example, the MEM devices of different sizes and shapes can be injected into the wellbore 102 with a dredge for the wellbore. The MEM devices may enter the wellbore 102 through a drill bit 120. When the MEM devices flow with the dredge into the wellbore 102, groups 300, 302, 304, 306 of MEM devices may accumulate and flow along the ring of the wellbore 308. When the MEM devices flow along the ring of the wellbore 308, a group of MEM devices can integrate into the fractures 104, 106, 108, depending on the sizes and shapes of the individual MEM devices in the group. In some examples, a location of a group of MEM devices in a wellbore may correspond to a location of a fracture in the wellbore depending on the presence of a MEM device group at a location. position in the wellbore. In other examples, the shapes and sizes of the MEM devices at a position in the wellbore may be representative of the shape and size of a fracture in the wellbore. [0023] FIG. 4 is a diagram of a wellbore 102 with fractures and groups of MEM devices with an LWD tool 400, an MEM reader 402 and a computing device 404 according to an example of the present disclosure. In this example, the LWD tool 400 may be any type of well logging tool that can be used to record, interpret, and transmit real-time data about the wellbore to the surface 110 of the wellbore. wellbore during drilling operations. For example, the LWD tool 400 may include a sensor 122 that can be used to measure physical properties of the subterranean formation 101 through which the wellbore 102 is formed. The LWD tool 400 can also be used to measure and store data corresponding to the drilling depth of the LWD borehole 102 or the depth or location of the LWD tool within the borehole 102. In other examples, LWD tools can be used to obtain information about porosity, resistivity, acoustic waveform, hole direction, and bit weight. The information measured by the LWD tool 400 can be stored in the LWD tool 400 for recovery when the LWD tool 400 is removed from the wellbore during shutdowns during drilling operations. In other examples, the sensor 122 of the LWD tool 400 may transmit borehole data to the surface 110 using the mud pulse transmission telemetry ("MPT"). The MEM reader 402 may be any reader for detecting MEM devices (e.g., an RFID tag reader). The MEM reader may also detect a group of MEM devices in the wellbore 102 after injecting a drag into the wellbore 102 and returning it to the wellbore surface 110. The MEM reader 402 can also detect a quantity and types of MEM devices in a group of MEM devices. In other examples, the MEM reader 402 can also detect a concentration of a quantity and types of MEM devices in the wellbore 102. The MEM reader 402 can be positioned within the sensor 122 of the LWD tool 400 for detecting MEM devices in a wellbore 102. In some examples, a quantity and types of MEM devices may be placed in a dredge for a wellbore in which there is a loss. of fluid. In other examples, the dredge may also contain an LCM for the treatment of the well. The LWD tool 400 with the MEM reader 402 may be lowered into the wellbore 102 for the detection of individual MEM devices or a group of MEM devices in the wellbore. In some examples, the MEM reader 402 can detect a group 300, 302, 304 or 306 of MEM devices. The MEM reader can also detect a quantity and types of MEM devices in the groups 300, 302, 304, 306. The MEM reader 402 can also detect a position, in the wellbore 102, of the individual MEM devices or devices. groups 300, 302, 304 or 306 of MEM devices. In other examples, the MEM reader 402 can detect a concentration of a quantity and types of MEM devices in the wellbore 102. The tool LWD 400 can track the location or depth of drilling inside. wellbore 102 where the MEM reader 402 detects individual MEM devices or a group of MEM devices. The LWD tool 400 can also track the depth within the wellbore 102 where the MEM reader 402 detects a concentration of a quantity and types of MEM devices in the wellbore 102. other examples, the MEM devices placed in the dredge for the wellbore can be of different sizes, shapes and densities. The MEM reader 402 can detect individual MEM devices in a group of MEM devices and store data that could be representative of a distribution of the amount and types of MEM devices of different sizes and shapes in a group. The distribution may correspond to the amount of each type of MEM device of a different size or shape in a group of MEM devices. The MEM reader can transmit data representing this distribution to a computing device. A computing device 404 can transmit data to and receive data from the MEM reader 402 and the LWD tool 400. The MEM reader 402 can transmit data to the computing device 404 via a wired communication link 406. The data can represent a position, quantity and types of MEM devices in a wellbore. The MEM reader 402 can also transmit data representing a group of MEM devices correlated to a wellbore position. In other examples, the MEM reader 402 may transmit other data to the computing device, the data representing the amount of MEM devices per type in a group of MEM devices. The MEM reader 402 can transmit other data to the computing device, the data representing a size and shape of a quantity and types of MEM devices at a position in a wellbore. The LWD tool 400 may transmit data to the computing device 404 via the wired communication link 406. The data may represent the depth within the wellbore where the MEM reader detects a group of MEM devices. In other examples, the LWD tool can transmit other data to the computing device, the data representing the location in the wellbore where the MEM reader detects the amount and types of MEM devices in the wellbore. . In other examples, the LWD tool 400 can transmit these data to the surface 110 using the MPT. [0029] Other examples of a system for determining the location of a fracture in a wellbore may utilize a MWD tool. For example, FIG. 5 is a diagram of a wellbore 102 with fractures and groups of MEM devices with a MWD tool 500, an MEM reader 402 and a computing device 404 according to an example of the present disclosure. In this example, the MWD tool 500 may be any type of measuring tool that can be used to measure the characteristics of a wellbore 102 during drilling operations. For example, the MWD tool 500 may be a measurement tool for measuring the direction of a wellbore 102 or the inclination of a drill bit 102 from the vertical. The MWD tool 500 may also include a sensor 502 that may be used to measure the trajectory of the wellbore 102 as it is drilled. In other examples, the MWD tool 500 can be used to measure the natural gamma ray emission from the subterranean formation 101 through which the wellbore 102 is dug. The MWD tool 500 may also be used to obtain and transmit data on the progress of the drilling operation on a wellbore 102 (e.g., penetration rate, drill bit weight, etc.). .). The MWD tool 500 may be used to track and store data corresponding to the depth of the wellbore 102 or the depth or location of the MWD tool within the wellbore 102. [0031] some examples, a MEM reader 402 may be positioned within the sensor 502 of the MWD tool 500 for the detection of the MEM devices in the wellbore 102. The MWD tool 500 with the MEM reader 402 may be descended into the wellbore 102 for detecting individual MEM devices or a group of MEM devices in a wellbore position. In some examples, the MEM reader 402 can detect a group 300, 302, 304 or 306 of MEM devices. The MEM reader can also detect a quantity and types of MEM devices in the groups 300, 302, 304, 306. The MEM reader 402 can transmit this data to a computing device 404 via a wired communication link 506. The tool MWD 500 can track the location or depth within the wellbore 102 where the MEM reader 402 detects individual MEM devices or a group of MEM devices. The MWD tool 500 may transmit this data to a computing device 404 via a wired communication link 506. In other examples, the MWD tool 500 may transmit data to the surface 110 using the MPT. [0032] FIG. Figure 6 is a schematic of a top perspective view of MEM devices of various sizes and shapes in accordance with an example of the present disclosure. The MEM devices may be deposited in a dredge of the wellbore. In some examples, the MEM devices may be of any shape. The shape of the MEM device can describe the external shape, appearance, or structure of the MEM device. For example, MEM 601 has a shape that is generally circular or rounded. In some instances, the shape of a MEM device embedded in a fracture in a wellbore may be representative of the shape of the fracture. The MEM devices used in some examples may be of any size. The size of a MEM device may correspond to the dimensions of a form of the MEM device. The size of a MEM device can be measured by the area, perimeter, circumference, diameter, length cut, etc., of the shape of the MEM device. For example, the sizes of the MEM devices 605, 607, 609 can be measured by the area or perimeter of the generally rectangular shapes of the MEM devices. In another example, the size of the MEM device 603 can be measured by the length of the generally cylindrical shape of the MEM device. In some examples, the size of a MEM device embedded in a fracture in a wellbore may be representative of the size or depth of the fracture. The MEM devices can also have any density. The density of a MEM device can describe the density of the volumetric mass or the mass per volume unit of the MEM device. The density of a MEM device may depend on any number of factors including, without limitation, the size of the MEM device, the shape of the MEM device, the MEM device components, the material used to make the MEM device, and other factors. For example, a MEM device may include mechanical (e.g., lever, spring, vibrating structure, etc.), electrical (e.g., circuits, resistor, capacitors, inductors, etc.) and electromechanical components that have different sizes and affect the density of the MEM device. MEM devices may also include sensors, actuators, and microelectronic components. MEM devices can also be made of a variety of materials, including, but not limited to, silicone, polymers (eg, poly (methyl methacrylate)), metals (eg, copper, aluminum, titanium). etc.), ceramics, or other materials that may affect the density of the MEM device. For example, a MEM device made of silicone may have a silicone density (e.g., about 2.3 g / cm3). The MEM devices 601, 603, 605, 607, 609 may also include, or have compounds embedded in, a microchip or chip 602, 604, 606, 608, 610, respectively, for storing the data.
20 Par ex., les dispositifs MEM peuvent être des dispositifs à étiquette RFID qui utilisent des champs électromagnétiques pour transférer des données qui pourraient être utilisées pour identifier automatiquement les étiquettes RFID et suivre la position des étiquettes RFID. Les dispositifs MEM peuvent également communiquer avec et être détectés par les lecteurs MEM. Dans certains 25 exemples, les dispositifs MEM peuvent communiquer avec et être détectés par des lecteurs MEM qui sont à proximité des dispositifs MEM. [0037] La FIG. 7 est un organigramme d'un exemple d'un dispositif informatique 404 permettant de déterminer un emplacement d'une fracture dans un puits de forage selon un exemple de la présente divulgation. 30 [0038] Le dispositif informatique 404 peut comprendre un dispositif de traitement 702 interfacé avec d'autres matériels via un bus 704. Le dispositif informatique 404 peut également comprendre une mémoire 706. Dans certains exemples, le dispositif informatique 404 peut comprendre des composants d'interface entrée/sortie (par ex., un dispositif d'affichage 708, un dispositif de 3033178 12 communication 710). Le dispositif informatique 404 peut également comprendre d'autres composants d'interface entrée/sortie tels qu'un clavier, une surface tactile, une souris ou un stockage supplémentaire. [0039] Le dispositif informatique 404 peut recevoir des données provenant 5 d'un lecteur MEM ou d'un outil de fond de puits via un dispositif de communication 710. Dans certains exemples, le dispositif de communication 710 peut représenter un ou l'un quelconque des composants qui facilitent une connexion en réseau. Dans certains exemples, le dispositif de communication 710 peut être sans fil et peut comprendre des interfaces sans fil tels que l'IEEE 10 802.11, Bluetooth, ou des interfaces radio permettant d'accéder à des réseaux de téléphone cellulaire (par ex., un émetteur/récepteur pour accéder au réseau CDMA, GSM, UMTS, ou à d'autres réseaux de communication mobile). Dans un autre exemple, le dispositif de communication 710 peut être câblé et comprendre des interfaces telles que l'Ethernet, USB, IEEE 1394, ou une 15 interface de fibre optique. [0040] Le dispositif de traitement 702 peut comprendre un dispositif de traitement ou de multiples dispositifs de traitement. Le dispositif de traitement 702 peut exécuter une ou plusieurs opérations permettant de déterminer un emplacement d'une fracture dans un puits de forage. 20 [0041] Le dispositif de traitement 702 peut exécuter une ou plusieurs opérations permettant de déterminer une position des dispositifs MEM dans le puits de forage en se basant sur les données détectées par les lecteurs MEM. Le dispositif de traitement peut également exécuter des opérations permettant de déterminer une position d'un groupe de dispositif MEM en se basant sur les 25 données détectées par un lecteur MEM. Dans certains exemples, la position des dispositifs MEM dans le puits de forage peut être représentative d'un emplacement d'une fracture dans un puits de forage, le dispositif de traitement 702 peut exécuter une ou plusieurs opérations permettant de générer des données permettant de déterminer l'emplacement d'une fracture dans un puits 30 de forage à l'aide des données transmises par le lecteur MEM. Les opérations peuvent également être exécutées pour transmettre des données permettant de déterminer un emplacement d'une fracture dans un puits de forage à l'aide des données transmises par un lecteur MEM. 3033178 13 [0042] Dans un autre exemple, le dispositif de traitement 702 peut exécuter une ou plusieurs opérations permettant de générer des données représentant un groupe de dispositif MEM dans un puits de forage à une position de puits de forage. Les données peuvent indiquer le groupe de dispositifs MEM corrélé 5 à la position du puits de forage pour déterminer l'emplacement d'une fracture dans un puits de forage basé sur la présence d'un groupe de dispositifs MEM au niveau d'une position d'un puits de forage. Le dispositif de traitement 702 peut également exécuter une ou plusieurs opérations permettant de générer et de transmettre des données représentant des groupes de dispositif MEM dans 10 un puits de forage au niveau de diverses positions du puits de forage. Les données peuvent indiquer les groupes de dispositifs MEM corrélés à la position du puits de forage pour déterminer les emplacements d'une distribution de fracture dans un puits de forage basé sur la présence de groupes de dispositifs MEM au niveau des positions d'un puits de forage. 15 [0043] Le dispositif de traitement 702 peut également exécuter une ou plusieurs opérations permettant de générer une distribution des tailles et des formes des types de dispositifs MEM détectés au niveau d'une position du puits de forage, la distribution comprenant un nombre de dispositifs MEM par type. Dans certains exemples, les formes et les tailles des dispositifs MEM au 20 niveau d'une position dans le puits de forage peuvent être représentatives de la forme et de la taille d'une fracture dans le puits de forage. Les opérations peuvent être exécutées pour transmettre des données sur le nombre de dispositifs MEM par type pour déterminer une taille, une forme et un type de fracture. 25 [0044] Dans certains autres exemples, le dispositif de traitement 702 peut exécuter une ou plusieurs opérations permettant de générer et de transmettre une distribution de la quantité et des types de dispositifs MEM permettant de déterminer une quantité et des types de matériaux de circulation perdus (« LCM ») qui doivent être utilisés dans une autre drague ultérieurement 30 injectée dans le puits de forage. Le dispositif de traitement 702 peut également exécuter une ou plusieurs opérations permettant de transmettre des données permettant de déterminer des actions correctives pour la planification des puits. 3033178 14 [0045] Dans certains exemples, le dispositif informatique 404 peut également être couplé en communication à un dispositif d'affichage 708 via un bus 704. Le dispositif d'affichage peut afficher des données qui peuvent correspondre aux données reçues par le dispositif informatique 404 provenant d'un lecteur 5 MEM ou d'un outil de fond de puits. Le dispositif d'affichage peut également afficher des données qui pourraient correspondre aux données générées en exécutant une opération exécutée par le dispositif de traitement 702. [0046] Le dispositif de traitement 702 peut également être couplé en communication à la mémoire 706 via le bus 704. Le dispositif de mémoire non 10 volatile peut comprendre un quelconque type de mémoire qui conserve des informations stockées lorsqu'elle est éteinte. Des exemples non limitant de mémoire 706 comprennent l'EEPROM, la mémoire flash, ou un quelconque autre type de mémoire non-volatile. Dans certains exemples, au moins une partie de la mémoire 706 peut comprendre un support à partir duquel le 15 dispositif de traitement peut lire des instructions 712. Un support lisible par ordinateur peut comprendre des dispositifs de stockage électroniques, optiques, magnétiques, ou d'autres dispositifs de stockage capables de fournir au dispositif de traitement 702 des instructions lisibles par ordinateur ou un autre code de programme. Des exemples non limitant de support lisible par 20 ordinateur comprennent, sans limitation, des disques magnétiques, des puces mémoire, une mémoire en lecture seule (« ROM »), une mémoire à accès aléatoire (« RAM »), une ASIC, un processeur configuré, un stockage optique, ou un quelconque autre support à partir duquel un processeur informatique peut lire des instructions. 25 [0047] La FIG. 8 est un organigramme d'un exemple d'un procédé 800 permettant de déterminer un emplacement d'une fracture dans un puits de forage. [0048] Dans le bloc 802, les dispositifs MEM à une position dans le puits de forage sont détectés. Dans certains exemples, une drague contenant des 30 dispositifs MEM est injectée dans un puits de forage. La drague et des dispositifs MEM peuvent être injectés dans un puits de forage qui perd du fluide. Les dispositifs MEM dans la drague peuvent avoir différentes tailles, formes et densités. Dans d'autres exemples, la drague peut également contenir un LCM pour le traitement du puits. Les dispositifs MEM ou un LCM 3033178 15 peuvent être déposés dans la drague d'une quelconque façon, comprenant, sans limite, par placement manuel (par ex., force manuelle) ou par placement automatisé (par ex., par un appareil, un dispositif, une machine, etc.). Un outil de fond de puits (par ex., un outil LWD, un outil MWD ou un câble métallique) 5 avec le lecteur MEM, peut être descendu dans le puits pour détecter des dispositifs MEM dans le puits de forage. [0049] Le lecteur MEM peut détecter des dispositifs MEM individuels au niveau d'une position dans le puits de forage après injection de la drague dans le puits de forage et sa sortie du puits. Le lecteur MEM peut également 10 détecter une quantité et des types de dispositifs MEM dans un puits de forage. Le lecteur MEM peut détecter le MEM individuel à travers une liaison de communication. Dans certains exemples, la liaison de communication peut être une quelconque liaison qui facilite la communication entre les dispositifs MEM individuels et le lecteur MEM. La liaison de communication peut être 15 sans fil et peut comprendre des interfaces câblées. [0050] Dans certains exemples, les informations d'identification et de suivi pour chaque dispositif MEM peuvent être stockées sur une micropuce sur le dispositif MEM. Le lecteur MEM peut détecter les informations pour chaque dispositif MEM dans le puits de forage à travers une liaison de communication.For example, MEM devices may be RFID tag devices that use electromagnetic fields to transfer data that could be used to automatically identify RFID tags and track the position of RFID tags. MEM devices can also communicate with and be detected by MEM readers. In some instances, the MEM devices can communicate with and be detected by MEM readers that are in proximity to the MEM devices. [0037] FIG. 7 is a flowchart of an example of a computing device 404 for determining a location of a fracture in a wellbore according to an example of the present disclosure. The computing device 404 may include a processing device 702 interfaced with other hardware via a bus 704. The computing device 404 may also include a memory 706. In some examples, the computing device 404 may comprise input / output interface (e.g., a display device 708, a communication device 710). Computer device 404 may also include other input / output interface components such as a keyboard, touchpad, mouse, or additional storage. The computing device 404 may receive data from a MEM reader or downhole tool via a communication device 710. In some examples, the communication device 710 may represent one or the other any of the components that facilitate a network connection. In some examples, the communication device 710 may be wireless and may include wireless interfaces such as IEEE 802.11, Bluetooth, or radio interfaces for accessing cellular telephone networks (e.g. transceiver to access CDMA, GSM, UMTS, or other mobile communication networks). In another example, the communication device 710 may be wired and include interfaces such as Ethernet, USB, IEEE 1394, or an optical fiber interface. The processing device 702 may comprise a treatment device or multiple treatment devices. The processor 702 may perform one or more operations to determine a location of a fracture in a wellbore. The processing device 702 may perform one or more operations to determine a position of the MEM devices in the wellbore based on the data detected by the MEM readers. The processing device may also perform operations to determine a position of a MEM device group based on the data detected by a MEM reader. In some examples, the position of the MEM devices in the wellbore may be representative of a location of a fracture in a wellbore, the processor 702 may perform one or more operations to generate data to determine the location of a fracture in a wellbore using the data transmitted by the MEM reader. The operations may also be performed to transmit data for determining a location of a fracture in a wellbore using the data transmitted by a MEM reader. In another example, the processor 702 may perform one or more operations to generate data representing a MEM device group in a wellbore at a wellbore position. The data can indicate the group of MEM devices correlated to the wellbore position to determine the location of a fracture in a wellbore based on the presence of a group of MEM devices at a position of the wellbore. 'a well. The processing device 702 may also perform one or more operations for generating and transmitting data representing MEM device groups in a wellbore at various positions of the wellbore. The data can indicate the groups of MEM devices correlated to the wellbore position to determine the locations of a fracture distribution in a wellbore based on the presence of groups of MEM devices at the positions of a well. drilling. The processing device 702 may also perform one or more operations to generate a size and shape distribution of the MEM device types detected at a wellbore position, the distribution including a number of devices. MEM by type. In some examples, the shapes and sizes of the MEM devices at a position in the wellbore may be representative of the shape and size of a fracture in the wellbore. The operations can be performed to transmit data on the number of MEM devices per type to determine a size, shape and type of fracture. In some other examples, the processing device 702 may perform one or more operations for generating and transmitting a distribution of the quantity and types of MEM devices for determining a quantity and types of lost traffic materials. ("LCM") to be used in another dredge subsequently injected into the wellbore. The processing device 702 may also perform one or more operations for transmitting data for determining corrective actions for well planning. In some examples, the computing device 404 may also be communicatively coupled to a display device 708 via a bus 704. The display device may display data which may correspond to the data received by the computing device. 404 from a MEM reader or downhole tool. The display device may also display data that could correspond to the data generated by executing an operation performed by the processing device 702. The processing device 702 may also be communicatively coupled to the memory 706 via the bus 704. The nonvolatile memory device may comprise any type of memory that stores stored information when it is turned off. Non-limiting examples of memory 706 include EEPROM, flash memory, or any other type of nonvolatile memory. In some examples, at least a portion of the memory 706 may comprise a medium from which the processor may read instructions 712. A computer readable medium may include electronic, optical, magnetic, or electronic storage devices. other storage devices capable of providing the processing device 702 with computer readable instructions or other program code. Nonlimiting examples of computer readable media include, without limitation, magnetic disks, memory chips, read only memory ("ROM"), random access memory ("RAM"), an ASIC, a processor configured, optical storage, or any other medium from which a computer processor can read instructions. [0047] FIG. 8 is a flowchart of an example of a method 800 for determining a location of a fracture in a wellbore. In block 802, the MEM devices at a position in the wellbore are detected. In some examples, a dredge containing MEM devices is injected into a wellbore. The dredge and MEM devices can be injected into a borehole that loses fluid. The MEM devices in the dredge can have different sizes, shapes and densities. In other examples, the dredge may also contain an LCM for the treatment of the well. The MEM devices or LCM 3033178 may be dredged in any manner, including, without limitation, by manual placement (e.g., manual force) or automated placement (e.g. device, machine, etc.). A downhole tool (e.g., an LWD tool, MWD tool, or wire rope) with the MEM reader can be lowered into the well to detect MEM devices in the wellbore. The MEM reader can detect individual MEM devices at a position in the wellbore after injection of the dredge into the wellbore and its exit from the well. The MEM reader can also detect a quantity and types of MEM devices in a wellbore. The MEM reader can detect the individual MEM through a communication link. In some examples, the communication link may be any link that facilitates communication between the individual MEM devices and the MEM reader. The communication link may be wireless and may include wired interfaces. In some examples, the identification and tracking information for each MEM device may be stored on a microchip on the MEM device. The MEM reader can detect the information for each MEM device in the wellbore through a communication link.
20 Ces informations peuvent être utilisées pour déterminer une position, une quantité et des types de dispositifs MEM dans un puits de forage. [0051] Dans un autre exemple, le lecteur MEM peut détecter des dispositifs MEM dans le puits de forage à travers des champs et l'énergie électromagnétique. Les dispositifs MEM peuvent être des dispositifs avec des 25 étiquettes RFID. Le lecteur MEM peut être un lecteur RFID. Les données d'identification et de suivi peuvent être stockées à l'intérieur d'une micropuce sur les dispositifs MEM. Les dispositifs MEM peuvent transmettre des signaux, à travers un champ électromagnétique, au lecteur MEM. Le lecteur MEM peut détecter les dispositifs MEM dans un puits de forage en détectant les signaux 30 et en interprétant les données d'identification et de suivi stockées sur les dispositifs MEM. Les données d'identification et de suivi peuvent être utilisées pour déterminer une position, une quantité et des types de dispositifs MEM dans un puits de forage. 3033178 16 [0052] Le lecteur MEM peut également détecter des dispositifs MEM individuels et stocker des données qui pourraient être représentatives d'une distribution de la quantité et des types de dispositifs MEM de différentes tailles et formes dans un puits de forage. 5 [0053] Dans d'autres exemples, un quelconque lecteur pour la détection ou l'identification des dispositifs MEM peut détecter les dispositifs MEM restants dans le puits de forage après injection d'une drague contenant des dispositifs MEM dans un puits de forage et son retour vers la surface du puits de forage. [0054] L'outil de fond de puits peut suivre la profondeur de forage de l'outil de 10 fond de puits et du lecteur MEM pour déterminer l'emplacement dans le puits de forage où le lecteur MEM détecte des dispositifs MEM. Dans certains exemples, l'outil de fond de puits peut comprendre des capteurs permettant de mesurer les propriétés physiques du puits de forage. Par ex., les capteurs sur l'outil de fond de puits peuvent être utilisés pour suivre et stocker des données 15 correspondant à la profondeur du puits de forage ou l'emplacement de l'outil de fond de puits à l'intérieur du puits de forage. [0055] Dans d'autres exemples, la profondeur de forage de l'outil de fond de puits et du lecteur MEM peut être suivie par un quelconque procédé permettant de déterminer la profondeur ou l'emplacement à l'intérieur du puits 20 de forage où le lecteur MEM détecte des dispositifs MEM. [0056] Dans le bloc 804, les données concernant les dispositifs MEM sont transmises vers un dispositif informatique. Dans certains exemples, un lecteur MEM peut transmettre des données à un dispositif informatique. Les données peuvent représenter une position, une quantité et des types de dispositifs 25 MEM dans un puits de forage. Dans d'autres exemples, les données peuvent représenter un groupe de dispositifs MEM dans le puits de forage au niveau d'une position dans le puits de forage. Dans d'autres exemples, les données représentent une taille et une forme de la quantité et des types de dispositifs MEM dans un puits de forage. Le lecteur MEM peut transmettre d'autres 30 données qui représentent une distribution des types de dispositifs MEM détectés dans un puits de forage, la distribution comprenant un nombre de dispositifs MEM par type au niveau d'une position dans un puits de forage. [0057] Un outil de fond de puits peut également transmettre des données vers le dispositif informatique. Les données peuvent représenter la profondeur de 3033178 17 forage à l'intérieur du puits de forage. Dans d'autres exemples, l'outil de fond de puits peut transmettre des données représentant l'outil de fond de puits et la position du lecteur MEM dans le puits de forage. L'outil de fond de puits peut également transmettre d'autres données, les autres données peuvent 5 représenter une position à l'intérieur du puits de forage où le lecteur MEM détecte des dispositifs MEM. L'outil de fond de puits peut également transmettre des données représentant un emplacement dans le puits de forage où le lecteur MEM détecte les quantités et des types de dispositifs MEM dans un puits de forage-. 10 [0058] Dans le bloc 806, des données sont transmises pour déterminer un emplacement d'une fracture dans un puits de forage. Les données peuvent être basées sur les données transmises vers le dispositif informatique à partir du lecteur MEM. Le dispositif informatique peut transmettre des données concernant l'emplacement de dispositifs MEM individuels ou un groupe de 15 dispositifs MEM pour la détermination de l'emplacement d'une fracture dans un puits de forage. Dans certains exemples, la position des dispositifs MEM dans le puits de forage peut correspondre à l'emplacement de la fracture dans un puits de forage. [0059] Dans le bloc 808, des données sont transmises pour l'identification des 20 actions correctives pour la planification du puits. Par ex., un dispositif informatique peut transmettre des données permettant de déterminer un emplacement et des types de LCM qui doivent être utilisés dans une drague ultérieure. Le LCM peut également représenter tout matériau de circulation perdu pour le traitement du puits. Dans certains exemptés, la quantité et des 25 types de dispositifs MEM dans un groupe de dispositifs MEM peuvent être représentatifs de la quantité et des types de LCM qui doivent être utilisés dans une drague ultérieure pour traiter une fracture dans un puits de forage. Dans d'autres exemples, le dispositif informatique peut également transmettre des données permettant de déterminer une distribution des fractures localisées 30 dans un puits de forage. Les données peuvent être représentatives de groupes de dispositifs MEM dans le puits de forage à diverses positions à l'intérieur du puits de forage. Les données peuvent indiquer les groupes de dispositifs MEM corrélés à la position du puits de forage pour déterminer les 3033178 18 emplacements de diverses fractures dans le puits de forage basé sur la présence de dispositifs MEM au niveau des positions d'un puits de forage. [0060] La FIG. 9 est un organigramme d'un exemple d'un procédé 900 permettant de déterminer les caractéristiques d'une fracture dans un puits de 5 forage selon un exemple de la présente divulgation. [0061] Dans le bloc 902, les dispositifs MEM dans un groupe de dispositifs MEM dans un puits de forage sont détectés. Dans certains exemples, un lecteur MEM ou un outil de fond de puits peut détecter un groupe de dispositifs MEM dans le puits de forage. Dans d'autres exemples, le lecteur MEM peut 10 détecter des dispositifs MEM individuels dans un puits de forage pour détecter un groupe de dispositifs MEM au niveau d'une position dans un puits de forage. [0062] Dans le bloc 904, les informations d'identification et de suivi des dispositifs MEM dans le groupe sont détectées. Dans certains exemples, un 15 lecteur MEM peut détecter des informations d'identification et de suivi stockées sur une micropuce sur chaque dispositif MEM dans le groupe à travers une liaison de communication. Les informations pour chaque dispositif MEM peuvent contenir des données qui peuvent être utilisées pour détecter la position du groupe de dispositifs MEM à l'intérieur du puits de forage. 20 [0063] Dans le bloc 906, les quantités et les types de dispositifs MEM dans le groupe sont détectés. Dans certains exemples, un lecteur MEM peut détecter des informations d'identification pour chaque dispositif MEM dans un groupe de dispositifs MEM à travers une liaison de communication. Les informations d'identification pour chaque dispositif MEM peuvent contenir des données qui 25 peuvent être utilisées pour détecter la taille et la forme des dispositifs MEM dans le groupe. [0064] Dans le bloc 908, les données concernant la position de la quantité et des types de dispositifs MEM dans le groupe sont transmises à un dispositif informatique. Dans certains exemples, un lecteur MEM peut transmettre des 30 données concernant la position, la quantité et les types de dispositifs MEM dans le groupe de dispositifs MEM vers le dispositif informatique. Les données peuvent indiquer des dispositifs MEM individuels ou un groupe de dispositifs MEM corrélé à une position d'un puits de forage. Les données peuvent être utilisées pour déterminer un emplacement d'une fracture dans le puits de 3033178 19 forage basé sur la présence des dispositifs MEM au niveau de la position du puits de forage. [0065] Dans le bloc 910, les données permettant de déterminer des caractéristiques d'une fracture dans un puits de forage basé sur la position, la 5 quantité et des types de dispositifs MEM dans le groupe sont transmises. Dans certains exemples, un dispositif informatique peut également transmettre des données permettant de déterminer un emplacement d'une fracture dans un puits de forage. Le dispositif informatique peut transmettre des données concernant la position du groupe de dispositifs MEM dans un puits de forage 10 pour la détermination d'un emplacement d'une fracture dans le puits de forage. Dans certains exemples, la position d'un groupe de dispositifs MEM dans le puits de forage peut correspondre à l'emplacement d'une fracture dans un puits de forage. [0066] Dans d'autres exemples, le dispositif informatique peut également 15 transmettre des données permettant de déterminer une taille, une forme ou un type d'une fracture dans un puits de forage. Le dispositif informatique peut générer une distribution comprenant un nombre de dispositifs MEM par type dans un groupe de dispositifs MEM dans un puits de forage. Le dispositif informatique peut également transmettre ces données permettant de 20 déterminer une taille, une forme ou un type d'une fracture dans un puits de forage. Dans certains exemples, les tailles et les formes des dispositifs MEM dans le groupe peuvent être représentatives d'une taille ou d'une forme d'une fracture dans un puits de forage. Dans d'autres exemples, la distribution du nombre de dispositifs MEM par type dans un groupe de dispositifs MEM peut 25 être représentative du type de fracture (par ex., une fracture naturelle ou une fracture induite). [0067] Dans certains aspects, les systèmes et les procédés permettant de détecter des dispositifs MEM intégrés à une fracture dans un puits de forage qui perd des fluides sont décrits selon l'un ou plusieurs des exemples suivants 30 [0068] Exemple numéro 1 : Un procédé peut comprendre la détection, par un lecteur MEM dans un puits de forage, des dispositifs MEM dans le puits de forage à la suite d'une drague sortant du puits de forage. La drague peut contenir des dispositifs MEM de formes et de tailles différentes. Le procédé 3033178 20 peut également comprendre la transmission des données représentant une position, une quantité et des types de dispositifs MEM dans le puits de forage vers un dispositif informatique pour la détermination d'un emplacement, d'une taille et d'une forme de la fracture dans le puits de forage basée sur les 5 données. [0069] Exemple numéro 2 : Le procédé de l'Exemple numéro 1 peut comprendre la détection des dispositifs MEM dans le puits de forage comprenant la détection d'un groupe de dispositifs MEM dans le puits de forage au niveau d'une position du puits de forage. Les données peuvent 10 indiquer le groupe de dispositifs MEM corrélé à la position du puits de forage pour déterminer l'emplacement d'une fracture dans le puits de forage basé sur la présence du groupe de dispositifs MEM au niveau d'une position d'un puits de forage. [0070] Exemple numéro 3: Le procédé de l'un quelconque des Exemples 15 numéros 1-2 peut comprendre la détection des dispositifs MEM comprenant la descente d'un outil de fond de puits qui comprend le lecteur MEM dans le puits de forage. [0071] Exemple numéro 4: Le procédé de l'un quelconque des Exemples numéros 1-3 peut comprendre la détection des dispositifs MEM dans le puits 20 de forage comprenant la détection, par le lecteur MEM, des informations d'identification sur les dispositifs MEM dans le puits de forage pour déterminer la position et les types de dispositifs MEM au niveau d'une position de puits de forage. [0072] Exemple numéro 5: Le procédé de l'un quelconque des Exemples 25 numéros 1-4 peut comprendre la transmission des données représentant la position des dispositifs MEM dans le puits de forage, comprenant la transmission des données vers le dispositif informatique. Les données peuvent représenter une profondeur du lecteur MEM dans un puits de forage. La profondeur peut correspondre à une position du puits de forage où le lecteur 30 MEM détecte des dispositifs MEM. [0073] Exemple numéro 6: Le procédé de l'un quelconque des Exemples numéros 1-5 peut comprendre la transmission des données représentant la position, la quantité et les types des dispositifs MEM, comprenant la transmission des données du lecteur MEM vers le dispositif informatique. Les 3033178 21 données peuvent représenter une taille et une forme de la quantité et des types de dispositifs MEM au niveau d'une position du puits de forage pour la détermination d'une taille, d'une forme et d'un type de la fracture. [0074] Exemple numéro 7: Le procédé de l'un quelconque des Exemples 5 numéros 2-6 peut comprendre la transmission de la position, de la quantité et des types des dispositifs MEM, comprenant la transmission des données représentant une distribution des types de dispositifs MEM dans le groupe. La distribution peut comprendre un nombre de dispositifs MEM par type dans le groupe. Les données peuvent être utilisées pour déterminer une quantité et 10 des types de matériaux de circulation perdus qui doivent être utilisés dans une autre drague injectée ultérieurement dans le puits de forage. [0075] Exemple numéro 8: Un système peut comprendre des dispositifs MEM de formes et de tailles différentes. Les dispositifs MEM peuvent être déposés dans une drague insérée dans un puits de forage. Le système peut également 15 comprendre un lecteur MEM positionné dans le puits de forage par un outil de fond de puits. Le lecteur MEM peut détecter des dispositifs MEM au niveau d'une position dans le puits de forage après le retour de la drague vers la surface du puits de forage. Le système peut également comprendre un module de traitement couplé en communication au lecteur MEM pour recevoir des 20 données. Les données peuvent représenter une position, une quantité et des types de dispositifs MEM dans le puits de forage pour la détermination d'un emplacement, d'une taille et d'une forme de la fracture dans le puits de forage basée sur les données., [0076] Exemple numéro 9: Le système de l'Exemple numéro 8 peut 25 comprendre le fait que l'outil de fond de puits est un outil de mesure pendant le forage, un outil de diagraphie pendant le forage ou un câble métallique. [0077] Exemple numéro 10: Le système de l'un quelconque des Exemples numéros 8-9 peut comprendre le fait-que le lecteur MEM est positionné dans le puits de forage pour détecter un groupe de dispositifs MEM dans le puits de 30 forage au niveau d'une position du puits de forage. [0078] Exemple numéro 11 : Le système de l'un quelconque des Exemples numéros 8-10 peut comprendre le fait que le lecteur MEM est positionné dans le puits de forage pour détecter des informations d'identification sur les 3033178 22 dispositifs MEM dans le puits de forage pour déterminer la position et les types des dispositifs MEM au niveau d'une position du puits de forage. [0079] Exemple numéro 12: Le système de l'un quelconque des Exemples numéros 8-11 peut comprendre le positionnement de l'outil de fond de puits 5 dans le puits de forage pour suivre la profondeur de forage pour déterminer une position de puits de forage où le lecteur MEM détecte des dispositifs MEM. [0080] Exemple numéro 13: Le système de l'un quelconque des Exemples numéros 8-12 peut comprendre le fait que le module de traitement est couplé 10 en communication au lecteur MEM pour recevoir des données représentant un groupe de dispositifs MEM corrélé avec la position du puits de forage. Les données peuvent être utilisées pour déterminer l'emplacement de la fracture dans le puits de forage basé sur la présence d'un groupe de dispositifs MEM au niveau de la position du puits de forage. 15 [0081] Exemple numéro 14: Le système de l'un quelconque des Exemples numéros 8-13 peut comprendre le fait que le module de traitement est couplé en communication au lecteur MEM pour recevoir des données représentant une taille et une forme de la quantité et des types de dispositifs MEM corrélés avec la position du puits de forage. Les données peuvent être utilisées pour 20 déterminer une taille, une forme et un type de la fracture dans le puits de forage basé sur la présence de la quantité et des types de dispositifs MEM au niveau de la position du puits de forage. [0082] Exemple numéro 15: Un support de stockage non-transitoire lisible par ordinateur comportant un code programmé qui est exécutable par un dispositif 25 de traitement pour amener un dispositif informatique à exécuter des opérations. Les opérations peuvent comprendre la génération de données pour la détermination d'un emplacement d'une fracture dans un puits de forage en utilisant des données transmises à partir d'un lecteur MEM. Les données peuvent représenter une position, une quantité et des types de dispositifs 30 MEM dans un puits de forage. Les opérations peuvent également comprendre la transmission de données permettant de déterminer l'emplacement de la fracture dans un puits de forage à l'aide des données transmises par un lecteur MEM. 3033178 23 [0083] Exemple numéro 16: Le support de stockage de l'Exemple numéro 15 peut comprendre l'opération de transmission des données comprenant également des opérations pour la transmission de données concernant la position d'une quantité et des types de dispositifs MEM dans le puits de forage. La position des dispositifs MEM peut correspondre à l'emplacement de la fracture dans le puits de forage. [0084] Exemple numéro 17: Le support de stockage de l'un quelconque des Exemples numéros 15-16 peut comprendre l'opération de création de données comprenant également des opérations pour la création des données 10 représentant un groupe de dispositifs MEM dans le puits de forage au niveau d'une position de puits de forage. Les données peuvent indiquer un groupe de dispositifs MEM corrélé avec une position de puits de forage. Les données peuvent être utilisées pour déterminer l'emplacement de la fracture dans le puits de forage basé sur la présence d'un groupe de dispositifs MEM au 15 niveau de la position du puits de forage. [0085] Exemple numéro 18: Le support de stockage de l'un quelconque des Exemples numéros 15-17 peut comprendre l'opération de transmission de données comprenant également des opérations pour la transmission des données représentant des groupes de dispositifs MEM dans le puits de forage 20 au niveau de diverses positions du puits de forage. Les données peuvent indiquer les groupes de dispositifs MEM corrélés avec les positions du puits de forage. Les données peuvent être utilisées pour déterminer les emplacements d'une distribution des fractures dans le puits de forage basés sur la présence de groupes de dispositifs MEM au niveau des positions du puits de forage. 25 [0086] Exemple numéro 19: Le support de stockage de l'un quelconque des Exemples numéros 15-18 peut comprendre l'opération de génération de données comprenant également des opérations pour la génération des données représentant une distribution des types de dispositifs MEM dans le puits de forage au niveau d'une position de puits de forage. La distribution peut 30 comprendre un nombre de dispositifs MEM par type dans le groupe. Les données peuvent être utilisées pour déterminer une quantité et des types de matériaux de circulation perdus qui doivent être utilisés dans une autre drague injectée ultérieurement dans le puits de forage. 3033178 24 [0087] Exemple numéro 20: Le support de stockage de l'un quelconque des Exemples numéros 15-19 peut comprendre l'opération de génération de données comprenant également des opérations pour la génération des données représentant une taille et une forme de la quantité et des types de 5 dispositifs MEM dans le puits de forage au niveau d'une position de puits de forage. Les données peuvent indiquer une quantité et des types de dispositifs MEM corrélés avec une position de puits de forage. Les données peuvent être utilisées pour déterminer une taille, une forme et un type de la fracture dans le puits de forage basé sur la présence de la quantité et des types de dispositifs 10 MEM au niveau de la position du puits de forage. [0088] La description précédente de certains exemples, y compris des exemples illustrés, a été présentée dans un objectif d'illustration et de description et n'est pas destinée à être exhaustive ou à limiter la divulgation aux formes précises divulguées. De nombreuses modifications, adaptations et 15 utilisation de celle-ci seront apparentes à un spécialiste du domaine sans s'écarter de la portée de la divulgation.This information can be used to determine a position, quantity and types of MEM devices in a wellbore. In another example, the MEM reader can detect MEM devices in the wellbore through fields and electromagnetic energy. MEM devices may be devices with RFID tags. The MEM reader can be an RFID reader. Identification and tracking data can be stored inside a microchip on MEM devices. MEM devices can transmit signals through an electromagnetic field to the MEM reader. The MEM reader can detect the MEM devices in a wellbore by detecting the signals and interpreting the identification and tracking data stored on the MEM devices. The identification and tracking data can be used to determine a position, quantity and types of MEM devices in a wellbore. The MEM reader can also detect individual MEM devices and store data that could be representative of a distribution of the quantity and types of MEM devices of different sizes and shapes in a wellbore. In other examples, any reader for detecting or identifying MEM devices can detect the remaining MEM devices in the wellbore after injecting a drag containing MEM devices into a wellbore and its return to the surface of the wellbore. The downhole tool can track the drilling depth of the downhole tool and the MEM drive to determine the location in the wellbore where the MEM reader detects MEM devices. In some examples, the downhole tool may include sensors for measuring the physical properties of the wellbore. For example, the sensors on the downhole tool may be used to track and store data corresponding to the depth of the wellbore or the location of the downhole tool within the well. drilling. In other examples, the drilling depth of the downhole tool and the MEM reader may be followed by any method for determining the depth or location within the wellbore. where the MEM reader detects MEM devices. In block 804, the data relating to MEM devices are transmitted to a computing device. In some examples, a MEM reader may transmit data to a computing device. The data may represent a position, quantity, and types of MEM devices in a wellbore. In other examples, the data may represent a group of MEM devices in the wellbore at a position in the wellbore. In other examples, the data represents a size and shape of the amount and types of MEM devices in a wellbore. The MEM reader may transmit other data that represents a distribution of the MEM device types detected in a wellbore, the distribution comprising a number of MEM devices per type at a position in a wellbore. A downhole tool may also transmit data to the computing device. The data may represent the depth of drilling within the borehole. In other examples, the downhole tool may transmit data representing the downhole tool and the position of the MEM reader in the wellbore. The downhole tool may also transmit other data, the other data may represent a position within the wellbore where the MEM reader detects MEM devices. The downhole tool may also transmit data representing a location in the wellbore where the MEM reader detects quantities and types of MEM devices in a wellbore. In block 806, data is transmitted to determine a location of a fracture in a wellbore. The data may be based on the data transmitted to the computing device from the MEM reader. The computing device may transmit data relating to the location of individual MEM devices or a group of MEM devices for determining the location of a fracture in a wellbore. In some examples, the position of the MEM devices in the wellbore may correspond to the location of the fracture in a wellbore. In block 808, data is transmitted for identification of corrective actions for well planning. For example, a computing device may transmit data to determine a location and types of LCMs to be used in a subsequent drag. LCM can also be any circulating material lost for well treatment. In some exempted, the amount and types of MEM devices in a group of MEM devices may be representative of the amount and types of LCM that must be used in a subsequent dredge to treat a fracture in a wellbore. In other examples, the computing device may also transmit data for determining a distribution of localized fractures in a wellbore. The data may be representative of groups of MEM devices in the wellbore at various positions within the wellbore. The data can indicate the groups of MEM devices correlated to the wellbore position to determine the locations of various fractures in the borehole based on the presence of MEM devices at the positions of a wellbore. FIG. 9 is a flowchart of an example of a method 900 for determining the characteristics of a fracture in a wellbore according to an example of the present disclosure. In block 902, the MEM devices in a group of MEM devices in a wellbore are detected. In some examples, a MEM reader or a downhole tool may detect a group of MEM devices in the wellbore. In other examples, the MEM reader can detect individual MEM devices in a wellbore to detect a group of MEM devices at a position in a wellbore. In block 904, the identification and tracking information of the MEM devices in the group are detected. In some examples, a MEM reader may detect identification and tracking information stored on a microchip on each MEM device in the group across a communication link. The information for each MEM device may contain data that can be used to detect the position of the MEM device group within the wellbore. In block 906, the quantities and types of MEM devices in the group are detected. In some examples, a MEM reader may detect identification information for each MEM device in a group of MEM devices through a communication link. The credentials for each MEM device may contain data that can be used to detect the size and shape of the MEM devices in the group. In block 908, data concerning the position of the quantity and types of MEM devices in the group are transmitted to a computing device. In some examples, a MEM reader may transmit data regarding the position, amount, and types of MEM devices in the MEM device group to the computing device. The data may indicate individual MEM devices or a group of MEM devices correlated to a position of a wellbore. The data can be used to determine a location of a fracture in the borehole based on the presence of MEM devices at the wellbore position. In block 910, the data for determining fracture characteristics in a wellbore based on the position, amount, and types of MEM devices in the group are transmitted. In some examples, a computing device may also transmit data for determining a location of a fracture in a wellbore. The computing device may transmit data regarding the position of the MEM device group in a wellbore for determining a location of a fracture in the wellbore. In some examples, the position of a group of MEM devices in the wellbore may correspond to the location of a fracture in a wellbore. In other examples, the computing device may also transmit data to determine a size, shape or type of a fracture in a wellbore. The computing device can generate a distribution comprising a number of MEM devices per type in a group of MEM devices in a wellbore. The computing device may also transmit this data to determine a size, shape or type of a fracture in a wellbore. In some examples, the sizes and shapes of the MEM devices in the group may be representative of a size or shape of a fracture in a wellbore. In other examples, the distribution of the number of MEM devices per type in a group of MEM devices may be representative of the type of fracture (eg, a natural fracture or induced fracture). In some aspects, the systems and methods for detecting MEM devices embedded in a fracture in a borehole that loses fluids are described in one or more of the following examples. A method may include detecting, by a MEM reader in a wellbore, MEM devices in the wellbore following a dredge coming out of the wellbore. The drag may contain MEM devices of different shapes and sizes. The method 3033178 may also include transmitting data representing a position, quantity, and types of MEM devices in the wellbore to a computing device for determining a location, size, and shape of the device. fracture in the borehole based on the data. Example 2: The method of Example 1 may include detecting MEM devices in the wellbore comprising detecting a group of MEM devices in the wellbore at a well position. drilling. The data can indicate the MEM device group correlated to the wellbore position to determine the location of a fracture in the wellbore based on the presence of the MEM device group at a position of a wellbore. [0070] Example # 3: The method of any of Examples 1-2 numbers may include detecting MEM devices including descent of a downhole tool that includes the MEM reader in the wellbore. Example # 4: The method of any of Examples # 1-3 may include detecting MEM devices in the wellbore comprising sensing, by the MEM reader, identification information on the devices. MEM in the wellbore to determine the position and types of MEM devices at a wellbore position. Example # 5: The method of any of Examples 1-4 may include transmitting data representing the position of the MEM devices in the wellbore, including transmitting the data to the computing device. The data can represent a depth of the MEM reader in a wellbore. The depth may correspond to a position of the wellbore where the MEM reader 30 detects MEM devices. Example No. 6: The method of any one of Examples Nos. 1-5 may include the transmission of data representing the position, quantity and types of MEM devices, including the transmission of data from the MEM reader to the device. computer science. The data may represent a size and shape of the amount and types of MEM devices at a wellbore position for determining a size, shape and type of the fracture. . [0074] Example # 7: The method of any of Examples 5 numbers 2-6 may include transmitting the position, quantity, and types of MEM devices, including transmitting data representing a distribution of the types of MEM devices in the group. The distribution may include a number of MEM devices per type in the group. The data can be used to determine a quantity and types of lost circulation materials that are to be used in another dredge subsequently injected into the wellbore. Example 8: A system may include MEM devices of different shapes and sizes. The MEM devices can be deposited in a dredge inserted into a wellbore. The system may also include a MEM reader positioned in the wellbore by a downhole tool. The MEM reader can detect MEM devices at a position in the wellbore after returning the drag to the surface of the wellbore. The system may also include a processing module communicatively coupled to the MEM reader for receiving data. The data may represent a position, quantity, and types of MEM devices in the wellbore for determining a location, size, and shape of the fracture in the data-driven wellbore. Example No. 9: The system of Example 8 can include the fact that the downhole tool is a measuring tool during drilling, a logging tool during drilling, or a wire rope. [0077] Example 10: The system of any of Examples 8-9 can include the fact that the MEM reader is positioned in the wellbore to detect a group of MEM devices in the wellbore at the wellbore. level of a wellbore position. Example 11: The system of any of Examples 8-10 may include the fact that the MEM reader is positioned in the wellbore to detect identification information on the MEM devices in the process. wellbore for determining the position and types of MEM devices at a wellbore position. Example 12: The system of any of Examples 8-11 may include positioning the downhole tool 5 in the wellbore to track the depth of drilling to determine a well position. drill where the MEM reader detects MEM devices. [0080] Example # 13: The system of any of Examples 8-12 may include the fact that the processing module is communicatively coupled to the MEM reader to receive data representing a MEM device group correlated with the position of the wellbore. The data can be used to determine the location of the fracture in the wellbore based on the presence of a group of MEM devices at the wellbore position. Example 14: The system of any of Examples 8-13 may include the fact that the processing module is communicatively coupled to the MEM reader to receive data representing a size and shape of the quantity. and types of MEM devices correlated with the position of the wellbore. The data can be used to determine a size, shape, and type of fracture in the wellbore based on the presence of the amount and types of MEM devices at the wellbore position. Example 15: A computer-readable non-transitory storage medium having a programmed code that is executable by a processing device for causing a computing device to execute operations. The operations may include generating data for determining a location of a fracture in a wellbore using data transmitted from a MEM reader. The data may represent a position, quantity and types of MEM devices in a wellbore. The operations may also include transmitting data to determine the location of the fracture in a wellbore using the data transmitted by a MEM reader. Example 16: The storage medium of Example 15 may include the data transmission operation also including operations for the transmission of data concerning the position of a quantity and the types of MEM devices. in the wellbore. The position of the MEM devices may correspond to the location of the fracture in the wellbore. Example 17: The storage medium of any of Examples 15-16 may include the data creation operation also including operations for creating the data representing a group of MEM devices in the well. drilling at a wellbore position. The data may indicate a group of MEM devices correlated with a wellbore position. The data can be used to determine the location of the fracture in the wellbore based on the presence of a group of MEM devices at the wellbore position. Example 18: The storage medium of any of Examples 15-17 may include the data transmission operation also including operations for transmitting data representing groups of MEM devices in the sink. drilling 20 at various positions of the wellbore. The data can indicate the groups of MEM devices correlated with the positions of the wellbore. The data can be used to determine the locations of a fracture distribution in the wellbore based on the presence of groups of MEM devices at the wellbore positions. Example 19: The storage medium of any of Examples 15-18 may include the data generation operation also including operations for generating data representing a distribution of MEM device types in the wellbore at a wellbore position. The distribution may comprise a number of MEM devices per type in the group. The data can be used to determine a quantity and types of lost circulation materials that must be used in another dredge subsequently injected into the wellbore. Example 20: The storage medium of any of Examples 15-19 may include the data generation operation also including operations for generating data representing a size and shape of the data. quantity and types of MEM devices in the wellbore at a wellbore position. The data may indicate a quantity and types of MEM devices correlated with a wellbore position. The data can be used to determine a size, shape and type of fracture in the wellbore based on the presence of the amount and types of MEM devices at the wellbore position. The foregoing description of certain examples, including illustrated examples, has been presented for purposes of illustration and description and is not intended to be exhaustive or to limit the disclosure to the precise forms disclosed. Many modifications, adaptations and uses thereof will be apparent to a specialist in the field without departing from the scope of the disclosure.